СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НАГНЕТАНИЕМ ГАЗООБРАЗНОГО АГЕНТА Российский патент 2000 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения, осуществляемой с нагнетанием внешнего газообразного агента.

Известен способ контроля за разработкой газоконденсатного месторождения с нагнетанием газообразного агента путем определения момента прорыва агента к добывающей скважине по резкому изменению такого контролируемого параметра, как конденсатогазовый фактор продукции.

(См. Аналитические и экспериментальные исследования частичного сайклинг-процесса. Тер-Саркисов P.M., Макеев Б.В., Фадеев М.И., Николаевский А. В. , В кн. Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. Сб. научн.тр. ВНИИГАЗа., M., 1991, с.131-148).

Недостатком данного способа, взятого нами в качестве прототипа, является то, что при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной смеси в случае нагнетания в пласт газообразного агента не происходит резкого изменения конденсатогазового фактора вследствие смещения равновесия в системе в сторону испарения конденсата, что не дает возможности определить с достаточной точностью момент прорыва агента к добывающей скважине, а также недостаточная точность определения доли агента в продукции скважины.

Задачей изобретения является повышение точности определения момента прорыва нагнетаемого агента и определения его доли в продукции добывающей скважины газоконденсатного месторождения.

Поставленная задача решается тем, что в способе контроля за разработкой газоконденсатного месторождения с нагнетанием газообразного агента путем определения момента прорыва агента к добывающей скважине и доли агента в продукции этой скважины по динамике величины контролируемого параметра, в качестве контролируемого параметра используют содержание в продукции скважины компонента газоконденсатной смеси с наибольшей константой фазового равновесия при термобарических условиях пласта, например азота, долю α нагнетаемого агента в продукции скважины определяют по формуле

где N₂ - текущее содержание азота в добываемом газе мол.%;
N'₂ - содержание азота в пластовом газе, мол.%;
N''₂ - содержание азота в нагнетаемом газообразном агенте, мол.%
а момент прорыва нагнетаемого агента к добывающей скважине фиксируют по величине α, когда она впервые становится больше нуля.

Использование в качестве контролируемого параметра содержания компонента пластовой смеси с наибольшей константой K фазового равновесия, например азота (K ≃ 25 - 30) позволяет более четко отбивать момент появления нагнетаемого в пласт газообразного агента по сравнению с определением его по изменению (уменьшению) конденсатогазового фактора, прямо пропорционального содержанию компонентов C₅H₁₂₊, константы фазового равновесия которых меньше единицы или превышают ее не более чем в 1,5-2 раза, которые образуют длинный "шлейф" при вытеснении пластовой смеси внешним газообразным агентом и не дают возможности с достаточной точностью фиксировать момент прорыва агента.

Вышеперечисленные существенные отличительные признаки нам были неизвестны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим считаем, что они соответствуют критерию "новизна".

Заявляемое изобретение отвечает критерию "изобретательский уровень", так как явно не вытекает из известного уровня техники. Что же касается "промышленной применимости", то заявляемое изобретение успешно прошло промысловые испытания на одном из газоконденсатных месторождений.

Способ контроля за разработкой газоконденсатного месторождения с нагнетанием газообразного агента осуществляется в следующей последовательности. До начала нагнетания газообразного агента в пласт через одну или ряд нагнетательных скважин в продукции эксплуатационных скважин оценивают содержание азота N'₂. Если величины N'₂ для разных скважин отличаются больше, чем это следует из погрешности оценки согласно хроматографическим анализам, то в дальнейшем используют при контроле свою величину N'₂ на каждой скважине. Если же величины N'₂ для разных скважин колеблются в пределах погрешности оценки этих величин то в дальнейшем используют одну средневзвешенную по дебитам величину N'₂ для всей группы эксплуатационных скважин.

После начала нагнетания в пласт газообразного агента оценивают с заданной периодичностью 1-2 раза в месяц величины содержания азота в нагнетаемом агенте N''₂, которое должно быть приблизительно не меньше чем на порядок ниже, чем в пластовой смеси, и в продукции эксплуатационных скважин N₂. Для каждой из эксплуатационных скважин определяют по результатам каждого анализа с оценкой содержания азота в продукции долю α газообразного агента по приведенной выше формуле. Величина α при этом будет близка к нулю в пределах погрешности ее определения (±Δα) до тех пор, пока к скважине не прорвется закачанный в пласт агент. В момент времени, когда величина α станет впервые больше нуля, то есть достигнет значения α_пр> α+Δα, фиксируют момент прорыва агента к этой скважине, а по результатам последующих анализов состава продукции с оценкой содержания азота (N₂) определяют в продукции текущую долю агента.

Естественно, в процессе разработки месторождения отслеживают и динамику конденсатогазового фактора, поскольку извлечение наряду с пластовым газом конденсата является главной задачей разработки, а повышение углеводородоотдачи пласта - главной задачей нагнетания газообразного агента. Однако контроль за прорывом агента и определение его содержания в продукции обеспечивают получение информации, необходимой для оценки эффективности воздействия на пласт.

Пример
На разрабатываемом на режиме истощения газоконденсатном месторождении был выбран ряд нагнетательных и ряд эксплуатационных скважин с целью перехода к режиму разработки с нагнетанием газообразного агента для повышения углеводородоотдачи пласта на поздней стадии отбора запасов углеводородов (пластовое давление к началу воздействия снизилось до ~ 0,1 от начального). В качестве газообразного агента была выбрана перекачиваемая по расположенному вблизи от месторождения магистральному газопроводу газообразная смесь следующего состава (мол.%): CH₄ - 98,62; C₂H₆ - 0,65; C₃H₈ - 0,16; и C₄H₁₀ - 0,03; C₄H₁₀ - 0,05; C₅H₁₂₊ - 0,02; N₂ - 0,46; CO₂ - 0,01. До начала нагнетания агента были выполнены хроматографические анализы состава продукции всех эксплуатационных скважин зоны воздействия, в том числе оценено содержание азота (табл.).

После начала нагнетания газообразного агента с периодичностью 1-2 раза в месяц также выполняли хроматографические анализы состава продукции эксплуатационных скважин. По результатам этих анализов определяли согласно приведенной выше формуле долю α закачанного в пласт агента в продукции каждой из скважин. Такой контроль дал возможность установить, что по истечении года после начала нагнетания в пласт газообразный агент прорвался к 6 из 9 скважин, причем время до прорыва составило от 64 (скв. 129) до 293 суток (скв. N 150). Динамика нарастания доли нагнетаемого агента в продукции скважин представлена на фиг. (времена прорыва условно совмещены).

Реализация заявляемого изобретения в сравнении с прототипом позволяет более точно определять момент прорыва к добывающей скважине нагнетаемого в пласт газообразного агента и долю агента в продукции скважины при контроле за процессом разработки газоконденсатного месторождения.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатного месторождения, осуществляемой с нагнетанием внешнего газообразного агента. Задачей изобретения является повышение точности определения момента прорыва нагнетаемого агента и определения его доли в продукции добывающей скважины газоконденсатного месторождения. Это достигается тем, что до начала нагнетания газообразного агента в пласт в продукции эксплуатационных скважин оценивают содержание азота N'₂. Если величины N'₂ для разных скважин отличаются больше, чем это следует, то в дальнейшем используют при контроле свою величину N'₂ на каждой скважине. Если же величины N'₂ для разных скважин колеблются в пределах погрешности оценки этих скважин то в дальнейшем используют одну средневзвешенную по дебитам величину N'₂ для всей группы эксплуатационных скважин. После начала нагнетания в пласт газообразного агента оценивают с заданной периодичностью 1-2 раза в месяц величины содержания азота в нагнетаемом агенте N''₂, которое должно быть приблизительно не меньше чем на порядок ниже, чем в пластовой смеси, и в продукции эксплуатационных скважин N₂. Для каждой из эксплуатационных скважин определяют по результатам каждого анализа с оценкой содержания азота в продукции долю газообразного агента по формуле. 1 ил., 1 табл.

Способ контроля за разработкой газоконденсатного месторождения с нагнетанием газообразного агента путем определения момента прорыва агента к добывающей скважине и доли агента в продукции этой скважины по динамике величины контролируемого параметра, отличающийся тем, что в качестве контролируемого параметра используют содержание в продукции скважины компонента газоконденсатной смеси с наибольшей константой фазового равновесия при термобарических условиях пласта, например, азота, долю α нагнетаемого агента в продукции скважины определяют по формуле

где N₂ - текущее содержание азота в добываемом газе, мол.%;
N'₂ - содержание азота в пластовом газе, мол.%;
N''₂ - содержание азота в нагнетаемом в пласт газообразном агенте, мол. %,
а момент прорыва нагнетаемого агента к добывающей скважине фиксируют по величине α, когда она впервые становится больше нуля.